La troisième Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE 3) constitue la feuille de route énergétique de la France pour la période 2025-2035. Ce document stratégique ne se limite pas à fixer des objectifs sectoriels : il organise la transformation structurelle du système énergétique national pour le rendre compatible avec la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la neutralité carbone à l’horizon 2050.
La SNBC définit les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre par période de cinq ans et par grand secteur économique. La PPE, quant à elle, traduit ces plafonds en capacités de production, en infrastructures énergétiques et en trajectoires de consommation. L’une fixe le cap climatique, l’autre dimensionne les moyens énergétiques nécessaires pour l’atteindre. Cette articulation renforce la cohérence entre planification énergétique et stratégie climat.
Une hausse massive de l’électricité décarbonée
Le cœur de la PPE 3 repose sur un constat simple : la décarbonation de l’économie française passera en grande partie par l’électrification des usages. Pour électrifier les transports, l’industrie ou une partie du chauffage, encore faut-il disposer d’une électricité abondante et bas-carbone. En 2023, la France a produit 458 TWh d’électricité décarbonée. L’objectif est d’atteindre 585 TWh en 2030, soit une augmentation d’environ 28 % en sept ans. À l’horizon 2035, la production devrait se situer entre 650 et 693 TWh, ce qui représente une progression de 42 % à 51 % par rapport au niveau actuel. En une décennie, près de 200 TWh supplémentaires devront être générés.
Cette montée en puissance ne constitue pas un simple ajustement marginal. Elle traduit un changement d’échelle du système électrique français. L’électricité devient l’énergie pivot autour de laquelle s’organise la décarbonation de l’économie.
Le solaire photovoltaïque : une croissance exponentielle
Le photovoltaïque occupe une place centrale dans cette stratégie. En 2023, la capacité installée s’élève à 19,3 GW, pour une production d’environ 22,7 TWh. La PPE prévoit d’atteindre 48 GW en 2030, puis entre 55 et 80 GW en 2035. Cela correspond à une hausse comprise entre 185 % et 315 % par rapport à la capacité actuelle. Une telle progression implique un déploiement massif sur l’ensemble du territoire. Les toitures des bâtiments industriels, commerciaux et agricoles constituent un gisement prioritaire. Les parkings, via l’installation d’ombrières photovoltaïques, représentent également un potentiel important. Les friches industrielles ou terrains artificialisés sont privilégiés afin de limiter la pression sur les terres agricoles et les espaces naturels.
Le solaire présente plusieurs avantages stratégiques : des délais de développement relativement courts, une modularité forte et une capacité d’intégration locale dans des logiques d’autoconsommation. Il devient un levier majeur pour les collectivités et les entreprises souhaitant réduire leur facture énergétique et leur empreinte carbone.
L’éolien terrestre et en mer : consolidation et accélération
L’éolien terrestre poursuit son développement. La capacité installée passerait de 21,9 GW en 2023 à 35-40 GW en 2035, soit une augmentation de 60 % à 83 %. Cette progression reste significative, même si elle est moins spectaculaire que celle du solaire. L’enjeu porte autant sur l’optimisation des parcs existants que sur l’implantation de nouveaux projets, dans un contexte d’acceptabilité territoriale parfois complexe. L’éolien en mer constitue, en revanche, un véritable changement d’échelle. Avec seulement 0,84 GW installés en 2023, la France vise 3,6 GW en 2030 et 15 GW en 2035. Cela représente une multiplication par près de 18, soit environ 1 700 % d’augmentation. À terme, l’offshore pourrait produire autour de 50 TWh par an.
Cette montée en puissance s’appuie sur la planification maritime, l’anticipation des raccordements au réseau et le développement d’une filière industrielle nationale. L’éolien en mer offre une production plus régulière que le solaire et contribue à diversifier le mix électrique.
L’hydroélectricité et la flexibilité du système
L’hydroélectricité, pilier historique du mix français, connaît une progression plus modérée. La capacité installée passerait de 25,9 GW à 28,7 GW d’ici 2035, soit une augmentation d’environ 11 %. Si la croissance reste limitée par le potentiel géographique, son rôle stratégique demeure essentiel. Les installations hydroélectriques, notamment les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), assurent la flexibilité du système électrique. Elles permettent de stocker l’énergie lorsque la production renouvelable est excédentaire et de la restituer lors des pics de consommation. Dans un mix de plus en plus variable, cette fonction d’équilibrage devient déterminante.
Gaz renouvelables, biocarburants et hydrogène
La décarbonation ne repose pas uniquement sur l’électricité. Les gaz renouvelables et l’hydrogène occupent une place croissante dans la PPE 3. Le biométhane injecté dans les réseaux passe de 9 TWh en 2023 à 44 TWh en 2030, puis entre 47 et 82 TWh en 2035. Cela correspond à une augmentation de 420 % à 810 %. Cette progression traduit une structuration rapide de la filière méthanisation et une volonté de substituer progressivement le gaz fossile. Les biocarburants, utilisés principalement dans le transport, évoluent de 38 TWh aujourd’hui à 70-90 TWh en 2035, soit une hausse de 84 % à 137 %. Ils constituent un levier de transition pour les segments difficiles à électrifier à court terme.
L’hydrogène bas-carbone représente enfin un axe stratégique majeur. La capacité d’électrolyse installée pourrait atteindre jusqu’à 4,5 GW en 2030 et 8 GW en 2035, contre quasiment zéro aujourd’hui. Cet hydrogène vise prioritairement les usages industriels lourds et certains segments de mobilité.
Électrification des usages : transports, industrie et bâtiments
L’augmentation des capacités de production ne constitue qu’un volet de la transformation. L’autre pilier réside dans l’électrification des usages. Dans le transport, le développement des véhicules électriques et des infrastructures de recharge doit réduire progressivement la dépendance aux carburants fossiles. Dans l’industrie, l’électrification des procédés et le recours à l’hydrogène bas-carbone permettent d’envisager une baisse structurelle des émissions. Dans le bâtiment, les pompes à chaleur remplacent progressivement les chaudières fossiles.
Cette mutation suppose un renforcement massif des réseaux électriques, une adaptation des infrastructures et des investissements considérables. Elle implique également une gestion plus fine de la demande, afin de limiter les pointes de consommation et d’optimiser l’intégration des renouvelables.
Une transformation systémique
La PPE 3 traduit une transformation systémique du modèle énergétique français. Le système évolue d’un modèle centralisé et piloté vers un modèle plus distribué, intégrant une part croissante de production variable et locale. Cette mutation soulève des enjeux de planification territoriale, d’acceptabilité sociale, de formation des compétences et de structuration des filières industrielles. Elle engage également des arbitrages économiques importants, tant pour les acteurs publics que privés.
La réussite de la trajectoire dépendra de la capacité à réduire les délais administratifs, à sécuriser les financements et à garantir la cohérence entre stratégie nationale et projets locaux.
Les objectifs fixés par la PPE 3 sont ambitieux et chiffrés. Les pourcentages de croissance annoncés traduisent un véritable changement d’échelle du système énergétique français. La décennie 2025-2035 sera déterminante pour crédibiliser la trajectoire climatique nationale et réduire durablement la dépendance aux énergies fossiles. Dans ce contexte, la question ne porte plus uniquement sur les orientations nationales, mais sur la capacité des acteurs publics et privés à traduire ces objectifs en projets concrets, viables et rentables.
C’est précisément à ce niveau qu’intervient Step one to transition. Nous accompagnons les acteurs publics et privés, entreprises, collectivités et propriétaires fonciers, dans l’évaluation du potentiel EnR de leurs sites, l’analyse des contraintes techniques et réglementaires, ainsi que la réalisation d’études technico-économiques complètes. Ces analyses permettent d’arbitrer en toute objectivité entre autoconsommation, revente totale de l’électricité produite ou modèle mixte.
La transition énergétique se joue désormais à l’échelle des territoires et des projets. Disposer d’une vision claire du potentiel de son foncier et des modèles économiques associés constitue un avantage stratégique décisif dans un système énergétique en pleine transformation.
